致密礫巖油藏超臨界CO2吞吐開發(fā)可行性

蒲萬芬，汪洋松，李龍威，高海銘，單東柏，王文科

（1.西南石油大學 油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室，成都 610500；2.中國石油 勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

中國致密油資源十分豐富，但是針對致密礫巖油藏的勘探開發(fā)和相關研究仍處于探索階段，總體認識和開發(fā)程度都相對較低[1-4]。瑪湖油田瑪18 井區(qū)下三疊統(tǒng)百口泉組油藏儲集層為致密礫巖，非均質性強，孔隙結構復雜，滲透率為0.05～94.80 mD，平均為2.30 mD，滲透率極低。該油藏常規(guī)水驅效果并不理想，初期產量遞減率為76.4%～92.2%，預測采收率僅為8%。由于儲集層非均質性強，且存在裂縫，注氣開發(fā)容易發(fā)生氣竄，大幅降低了后續(xù)采收率[5-8]；衰竭式開發(fā)后，地層能量下降快，無法得到有效補充，亟需開展提高采收率可行性評價，確定瑪湖油田瑪18 井區(qū)下三疊統(tǒng)百口泉組油藏合理有效的提高采收率方式，為現(xiàn)場試驗提供理論依據(jù)。因此，需要探索致密礫巖油藏的開發(fā)技術和思路，實現(xiàn)致密礫巖油藏采收率和經(jīng)濟效益的最大化。

CO2吞吐是一種可以有效提高致密油藏和低滲透油藏采收率的開發(fā)技術[9-10]。在一定溫度壓力下，CO2可以達到超臨界狀態(tài)，超臨界CO2的密度大于氣態(tài)CO2的密度，但黏度小于液態(tài)CO2的黏度，比水的流動性高，兼具氣體和液體的性質[11]。由于儲集層天然裂縫的存在，在吞吐過程中，裂縫可以增大油氣接觸面積，增加CO2波及體積，有利于CO2對原油降黏，有助于吞吐采油[12-14]。致密礫巖油藏開發(fā)在中國尚處在探索階段，基于以上研究現(xiàn)狀，本文針對致密礫巖油藏地質情況，通過高壓物性實驗、超臨界CO2吞吐物理模擬實驗等手段，開展超臨界CO2吞吐提高采收率可行性研究，為致密礫巖油藏開發(fā)提供參考。

1 實驗部分

1.1 實驗條件

實驗材料：瑪湖油田瑪18 井區(qū)百口泉組油藏地層水為CaCl2型，礦化度為20 361.79 mg/L；瑪18 井區(qū)百口泉組油藏儲集層巖心；瑪18 井區(qū)百口泉組油藏脫氣原油，地面條件下原油密度為0.821 g/cm3，50 ℃原油黏度為5.41 mPa·s；瑪18 井區(qū)百口泉組油藏閃蒸分離地層原油所得天然氣；高純度CO2（99.99%）。

物質的壓力和溫度同時超過其臨界壓力和臨界溫度時會達到超臨界狀態(tài)，CO2臨界溫度為31.3 ℃，臨界壓力為7.39 MPa，因此，在實驗室模擬油藏條件（溫度89.0 ℃，壓力37.00 MPa）下CO2可以達到超臨界狀態(tài)。

根據(jù)瑪18 井區(qū)百口泉組巖心壓汞分析（圖1），該油藏孔隙分布較為復雜，非均質性強。

圖1 瑪湖油田瑪18井區(qū)百口泉組天然巖心壓汞分析Fig.1.Mercury intrusion analysis of natural cores from Baikouquan formation in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

實驗設備：Ruska 自動高壓驅替泵，安捷倫7890B色譜儀，DV-Ⅲ布氏黏度計，地層流體復配器，DBRPVT 高溫高壓流體分析儀，高溫高壓多功能巖心驅替裝置等。

1.2 實驗流程

油氣藏流體物性分析按照SY/T 5542—2009《油氣藏流體物性分析方法》[15]進行，依據(jù)瑪湖油田瑪18井區(qū)下三疊統(tǒng)百口泉組油藏生產氣油比（138 m3/m3），使用地層流體復配器進行模擬油配樣。

超臨界CO2原油抽提實驗：①將一定體積配制好的地層原油樣品在模擬油藏條件下轉入DBR-PVT高溫高壓流體分析儀中；②每次向DBR-PVT 高溫高壓流體分析儀中加入一定體積的CO2與原油充分混合；③保持溫度，搖樣120 min，靜止120 min；④緩緩打開DBR-PVT 高溫高壓流體分析儀的閥門，直到容器內壓力降至37.00 MPa；⑤采集產出油樣品，記錄DBR-PVT 高溫高壓流體分析儀內壓力和殘余油體積，1 次抽提完成；⑥用色譜儀分析剩余油的組成；⑦重復步驟②—步驟⑥，進行第2 次—第5 次抽提，分析抽提效果。

超臨界CO2與原油相互作用測試分析：①在原始地層壓力和溫度下，將CO2以0.05 mL/min的速度注入到原油中，并對體系加壓，使超臨界CO2完全溶解進入原油使原油達到飽和狀態(tài)；②分別測定超臨界CO2對原油高壓物性（飽和壓力、膨脹系數(shù)、溶解氣油比、密度和黏度）的影響，分析超臨界CO2對原油的影響。

超臨界CO2吞吐物理模擬實驗：①將巖心進行抽真空處理，再注入瑪18 井區(qū)百口泉組油藏地層水進行飽和，測出巖心的孔隙度和滲透率；②設定回壓為37.00 MPa，溫度為89.0 ℃，利用高壓驅替泵以0.05 mL/min 的速度將配制的原油注入巖心，巖心飽和時停止，并記錄此時巖心飽和油量；③將超臨界CO2以0.05 mL/min 的速度注入巖心，超臨界CO2注入量達到目標值后，關閉閥門燜井，記錄注入過程和燜井過程中不同時刻入口壓力變化；④燜井120 min后，打開巖心夾持器出口端閥門，記錄壓力和采出油量，待壓力下降到37.00 MPa時停止實驗。

2 結果與討論

2.1 超臨界CO2對原油的抽提作用

第1 次—第5 次抽提分別注入超臨界CO2物質的量分數(shù)為4.6%、10.1%、19.3%、32.9%和46.3%。從實驗結果（圖2）可以看出，抽提分離出來的原油組分主要集中在C1—C23，輕質組分（C1—C6）和中質組分（C7—C17）占比較多，C23+組分占比較少[16]；隨著抽提次數(shù)的增加，剩余油中輕質組分和中質組分占比逐漸降低，C18+重質組分的占比逐漸增加；說明超臨界CO2具有較好的抽提原油輕質組分和中質組分的能力，從而可以降低原油黏度，增加原油流動性，提高原油采出量。

圖2 瑪湖油田瑪18井區(qū)百口泉組超臨界CO2抽提原油碳組分Fig.2.Extracted carbon components from crude oil through injecting supercritical CO2 into Baikouquan formation in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

2.2 超臨界CO2對原油物性的影響

飽和壓力、體積系數(shù)、膨脹系數(shù)、溶解氣油比、原油密度和原油黏度與注入超臨界CO2物質的量分數(shù)關系見圖3。隨著注入超臨界CO2的增加，原油飽和壓力、膨脹系數(shù)和溶解氣油比上升。原油密度和原油黏度隨著注入超臨界CO2物質的量分數(shù)增加而下降。

圖3 瑪湖油田瑪18井區(qū)百口泉組油藏原油物性與注入超臨界CO2物質的量分數(shù)的關系Fig.3.Physical properties of crude oil vs.amount-of-substance fraction of supercritical CO2 injected into Baikouquan formation in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

（1）在超臨界CO2與原油的相互作用實驗中，在注入階段的前期（注入超臨界CO2物質的量分數(shù)不大于20%），飽和壓力和膨脹系數(shù)上升較為緩慢，此階段注入的超臨界CO2很容易溶解進入原油，并與原油進行相互作用，當注入的超臨界CO2物質的量分數(shù)為35%左右時，需要更高的飽和壓力使超臨界CO2溶解，飽和壓力上升趨勢相比于注入階段前期變快。在注入結束時（注入超臨界CO2物質的量分數(shù)為50%），飽和壓力增加了58.2%，膨脹系數(shù)增加了26.04%，溶解氣油比達418.34 m3/m3，地層能量得到了有效補充。

（2）注入超臨界CO2進入原油，原油體積膨脹，隨著注入超臨界CO2物質的量分數(shù)的增加，原油密度有一定程度的下降。注入結束時，原油密度下降了15.40%。

（3）在超臨界CO2注入前期，原油黏度明顯下降，原油黏度下降速度在注入前期后趨于平緩。表明超臨界CO2抽提出原油中輕質和中質組分的能力很強，具有良好的降黏作用，可以提高原油流動性[17-18]。

2.3 超臨界CO2注入量對吞吐效率的影響

選取瑪湖油田瑪18 井區(qū)百口泉組油藏物性相近的A1、A2 和A3 巖心，以0.05 mL/min 速度對應注入0.25 PV、0.50 PV和0.75 PV的超臨界CO2，燜井120 min進行吞吐模擬實驗，記錄超臨界CO2換油率。巖心參數(shù)以及實驗結果見表1，不同注入量下入口壓力隨時間變化如圖4。

表1 瑪湖油田瑪18井區(qū)百口泉組油藏注入超臨界CO2吞吐模擬實驗結果Table 1.Simulation results of supercritical CO2 huff-puff development of Baikouquan formation reservoirs in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

圖4 瑪湖油田瑪18井區(qū)百口泉組油藏超臨界CO2不同注入量入口壓力隨時間變化Fig.4.Inlet pressure variations with time after injecting different quantities of supercritical CO2 into Baikouquan formation reservoirs in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

從圖4可知，在超臨界CO2注入階段，隨著超臨界CO2的不斷注入，系統(tǒng)內能量增加，巖心夾持器入口壓力持續(xù)上升。燜井階段，超臨界CO2與原油發(fā)生溶解膨脹作用，使巖心夾持器入口壓力逐漸增加。增加超臨界CO2注入量有利于擴大超臨界CO2的影響范圍，提高原油溶解膨脹程度，使得最終燜井巖心夾持器入口壓力增加，補充的地層能量也相應增加[19]，最終吞吐采收率從14.38%上升至23.67%。超臨界CO2換油率（采收率與超臨界CO2注入量之比）隨著超臨界CO2注入量增加而下降，超臨界CO2注入量從0.50 PV 增加至0.75 PV 時采收率變化不大，此時單純增加超臨界CO2注入量這一措施對提高采收率的效果不明顯，因此，在本實驗中，超臨界CO2最佳注入量為0.50 PV。

2.4 燜井時間對超臨界CO2吞吐效率影響

選取瑪湖油田瑪18 井區(qū)百口泉組油藏物性相近的B1 和B2 巖心進行吞吐實驗，以0.05 mL/min 速度向巖心注入0.50 PV 超臨界CO2，燜井時間分別為60 min 和240 min，燜井結束后，打開巖心夾持器出口端，記錄吞吐采收率，10 min 后記錄入口壓力。巖心參數(shù)以及實驗結果見表2，結合上文A2 巖心的吞吐實驗數(shù)據(jù)，得到不同燜井時間入口壓力隨時間的變化（圖5）。

圖5 瑪湖油田瑪18井區(qū)百口泉組油藏不同燜井時間入口壓力隨時間變化Fig.5.Inlet pressure variations with time after soaking for different time in the Baikouquan formation reservoirs in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

表2 瑪湖油田瑪18井區(qū)百口泉組油藏不同燜井時間吞吐模擬實驗結果Table 2.Simulation results of supercritical CO2 huff-puff development after soaking for different time in the Baikouquan formation reservoirs in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

當燜井時間從60 min 延長至120 min 后，采收率提升比較明顯，提高了6.22%；燜井240 min 與燜井120 相比，入口壓力變化不大，原油采出程度也僅上升0.19%（表2）。在燜井過程中，超臨界CO2溶解于地層原油當中，使得原油體積發(fā)生膨脹，補充地層能量使得入口壓力上升，并且能夠降低原油黏度，對原油的輕質組分進行抽提。在120 min以內延長燜井時間，有利于超臨界CO2充分溶解到原油當中，使超臨界CO2得到充分利用，提高吞吐效率。燜井時間增加到240 min 后，由于超臨界CO2與原油已經(jīng)充分作用，再延長燜井時間對吞吐效果幾乎沒有影響。

2.5 吞吐輪次對超臨界CO2吞吐效率的影響

選取瑪湖油田瑪18 井區(qū)三疊系百口泉組油藏物性相近的C1、C2 和C3 巖心（表3），分別進行4 輪次吞吐，以0.05 mL/min 速度向巖心注入0.50 PV 超臨界CO2，燜井120 min后，進行開井生產，記錄不同時刻的入口壓力和采出油量，待入口壓力下降到37.00 MPa時停止生產，并等速注入等量氣體進行4 輪次吞吐實驗。

表3 瑪湖油田瑪18井區(qū)百口泉組天然巖心物性參數(shù)Table 3.Physical properties of natural cores from Baikouquan formation in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

隨著吞吐輪次的增加，原油被不斷采出，在注入超臨界CO2階段，注入開始與注入結束時入口壓力的差值隨吞吐輪次的增加而降低（圖6）。在燜井階段，燜井開始與燜井結束時入口壓力的差值隨吞吐輪次的增加而降低。3組吞吐實驗中，前2輪次超臨界CO2吞吐前期可以有效提高超低滲透油藏的采收率。第3輪次吞吐的采效率分別降低至3.13%、4.25% 和5.11%，第4 輪次吞吐，基本無原油采出。經(jīng)過4 輪次吞吐后，總采收率分別為41.62%、46.93%和52.61%（圖7），相較于單次吞吐時采收率提高了20.00%～24.00%。3 組實驗的入口壓力隨時間變化趨勢大致相同，吞吐輪次超過3 次后采收率提升不明顯。隨著吞吐輪次的增加，由于原油不斷被采出，相同超臨界CO2注入量對原油的能量補充降低，同時每次吞吐過程中原油的輕質組分被抽提采出，輕質組分大量消耗，重質組分占比增加，超臨界CO2對原油改質能力下降，造成3輪次后吞吐采出油量降低[20]。

圖6 瑪湖油田瑪18井區(qū)百口泉組油藏超臨界CO2 不同吞吐輪次入口壓力隨時間變化Fig.6.Inlet pressure variations with time after injecting different rounds of supercritical CO2 into Baikouquan formation reservoirs in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

圖7 瑪湖油田瑪18井區(qū)百口泉組油藏注入超臨界CO2不同吞吐輪次的采收率Fig.7.Recovery factors after injecting different rounds of supercritical CO2 into Baikouquan formation reservoirs in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

3 結論

（1）超臨界CO2吞吐是一種提高致密礫巖油藏采收率的有效方法。持續(xù)注入超臨界CO2可以有效補充地層能量，降低原油黏度和原油密度，增加原油流動性。

（2）原油與超臨界CO2相互作用測試分析實驗中，在注入階段前期（注入超臨界CO2物質的量分數(shù)不大于20%），飽和壓力和膨脹系數(shù)上升較為緩慢，在此階段，超臨界CO2進入原油并與原油進行的相互作用是影響原油性質的主要因素，當注入超臨界CO2物質的量分數(shù)大于20%時，隨著注入CO2物質的量分數(shù)增加，抽提作用占主導因素。

（3）超臨界CO2吞吐提高采收率效果較好，在注入量0.75 PV、燜井時間大于120 min 和吞吐輪次大于3 輪次時，由于超臨界CO2與原油作用越來越充分，原油輕質組分不斷被抽提消耗，重質組分占比上升，原油膨脹能下降致使采收率提高有限。致密礫巖油藏超臨界CO2吞吐存在合理注入量、燜井時間和吞吐輪次。